España ha incluido últimamente en su dieta eléctrica kilovatios producidos en Marruecos. Ha sido a raíz de que el país magrebí estrenara una gran térmica de carbón, equipada con una potencia que casi duplica la que tiene la mayor central de Asturias (la de EDP en Aboño) y que, al contrario que las europeas, no está penalizada con sobrecostes por sus emisiones de dióxido de carbono (CO2). Las reglas y condiciones del mercado energético hacen posible que el sistema español consuma producciones con ese origen foráneo, a la vez que se empuja al cierre a las centrales carboneras nacionales. Es un ejemplo de un riesgo que ha sido descrito así por dirigentes políticos y empresariales asturianos: "Exportar empleo (por la destrucción del que sujetan las térmicas propias) e importar CO2".
Las térmicas carboneras cubren cerca un tercio de la demanda eléctrica en Marruecos y, aunque el país está impulsando las energías renovables (en especial la solar) y la instalación de centrales alimentadas por gas natural (ciclos combinados), la política energética de Rabat mantiene una apuesta relevante por el carbón. El ejemplo más reciente es la puesta en marcha, a fines de 2018, de la central térmica de Safi, en la costa atlántica del país. Se trata de un complejo formado por dos grupos de generación que suman casi 1.400 megavatios de potencia y planificado para alcanzar una generación anual de 10.000 gigavatios/ hora, tanto como todo lo que produjeron las cuatro mayores plantas asturianas (Aboño, Soto de Ribera, Soto de la Barca y Lada) en 2017.
Sea por la venta directa de energía de esa central a España o porque se liberan excedentes de otros centros de generación marroquíes, el funcionamiento de la térmica de Safi ha hecho que desde diciembre el saldo de los intercambios de electricidad entre Marruecos y España se haya vuelto favorable al país norteafricano, según ha recogido "El periódico de la energía". Datos de Red Eléctrica de España (REE) muestran que el pasado diciembre España importó de Marruecos 77 gigavatios/hora de electricidad y exportó 45. El resultado a favor de los productores marroquíes (32 gigavatios) es un hecho insólito, sin antecedentes en las estadísticas que son públicas sobre el funcionamiento de la interconexión eléctrica que existe entre ambos países. España y Marruecos están unidos por una línea submarina entre Tarifa y la región de Fardioua desde 1996. Una década después, a mediados de 2006, se inauguró una segunda conexión.
La nueva térmica marroquí utiliza una tecnología "ultra supercrítica" que reduce la generación de CO2 y de otros gases contaminantes. Comercialmente, la central, al igual que las demás marroquíes de carbón, dispone de una ventaja de alcance frente a las europeas: no está sujeta a la disciplina del comercio de emisiones, que obliga a las eléctricas de la UE a adquirir bonos de dióxido de carbono, cuyo precio sobrecarga los costes de las centrales carboneras españolas, merma su capacidad de competir con otras tecnologías e impacta en la factura de los consumidores. En otras palabras, las térmicas marroquíes están en una posición de ventaja para colocar sus posibles excedentes de producción en España, cubriendo parcialmente huecos que vayan dejando las instalaciones que cierren en España.
Es una hipótesis que gana crédito si se consideran las diferencias de estrategia energética que se siguen a uno y otro lado del Estrecho de Gibraltar. En España, el modelo de descarbonización rauda de la economía por el que apuesta el Gobierno, las políticas ambientales de la UE y las decisiones empresariales conducirán a la clausura de nueve centrales de carbón que suman más de 5.500 megavatios de capacidad productiva antes de 2021, entre ellas las asturianas de Lada (Langreo) y Soto de la Barca (Tineo) .
En cambio, Marruecos acaba de instalar una central de 1.386 megavatios y está en desarrollo otra de 1.320 que funcionará en Nador desde 2023. La posibilidad de que España importe electricidad generada a partir de carbones en territorio marroquí aumentara con ese nuevo proyecto, máxime considerando que ambos países prevén ampliar la capacidad de intercambio con un tercera línea submarina de alta tensión.
El CO2 sigue impactando en el recibo y la producción eólica "viaja" hacia Francia
El precio de la electricidad en el mercado mayorista español registró en enero una subida modesta, del 0,29%, en relación a diciembre. Sin embargo, los hogares y las empresas están pagando por la energía consumida (40% del recibo en el caso de las familias) un 24% más que hace un año, según recoge el grupo ASE en un informe reciente. Sus técnicos atribuyen principalmente esa inflación al impacto de los costes asociados al CO2, que se han disparado el 150% en doce meses. Se trata de la cotización de los derechos o bonos para emitir dióxido de carbono. Las térmica de carbón y las centrales de gas (ciclos combinados) están obligadas a adquirirlos, si bien, por el modelo de funcionamiento del mercado (marginalista), el sobrecoste que esas centrales tienen por el CO2 se traslada a la retribución que reciben los productores del resto de las tecnologías.
Sobre el papel, una alta produccion eólica presiona a la baja los precios de la electricidad, y este enero la actividad de los molinos de viento fue singularmente alta. Pero no se produjo ese efecto moderador o al menos no con la intensidad que cabía esperar. ASE lo asocia al siguiente comportamiento: los productores eólicos derivaron megavatios hacia Francia ante los elevados precios que últimamwente se están pagando en el mercado galo, a la vez que se han detenido las importaciones de energía nuclear francesa.
